СТО Газпром 2-2.3-085-2006

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,

СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ БАЗОВОГО ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ТРУБОПРОВОДОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА ОАО «ГАЗПРОМ»

СТО Газпром 2-2.3-085-2006

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Газпромэнергодиагностика»

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

Москва 2007

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью

   «Газпромэнергодиагностика»

   
   

2. ВНЕСЕН Управлением по подземному хранению газа Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

   
   

3. УТВЕРЖДЕН Распоряжением ОАО «Газпром»

   И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ от 22 ноября 2006 г. № 352 с 7 августа 2007 г.

   
   

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

© ОАО «Газпром», 2007

© Разработка ООО «Газпромэнергодиагностика», 2006

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2007

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

Введение IV

1. Область применения 1

2. Нормативные ссылки 1

3. Сокращения 2

4. Термины и определения 3

5. Общие требования к порядку проведения технического диагностирования подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа 4

6. Проведение базового технического диагностирования подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа 4

   1. Состав работ по базовому техническому диагностированию подземных технологических трубопроводов 4

   2. Подбор и анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации 5

   3. Трассировка подземных технологических трубопроводов 6

   4. Определение разности потенциалов «труба–земля» и их градиентов 6

   5. Определение эффективности работы системы электрохимической

      защиты группы трубопроводов 7

   6. Оценка состояния изоляционного покрытия технологического

      трубопровода искателем повреждения изоляции 8

   7. Определение состояния изоляционного покрытия и металла

      на открытых участках технологического трубопровода 9

   8. Определение физических и химических свойств грунта и оценка

      его коррозионной агрессивности 11

   9. Анализ выявленных отклонений от нормы 13

7. Сроки проведения базового, периодического и экспертного технического диагностирования подземных технологических трубопроводов подземных

   хранилищ газа 15

8. Особенности проведения экспертного технического диагностирования

подземного технологического трубопровода 15

Приложение А (обязательное) 17

Библиография 62

III

Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии с Федеральным законом «О промыD шленной безопасности опасных производственных объектов» [1] с учетом требований Правил устройства и безопасности эксплуатации технологических трубопроводов ПБ 03D585D03 [2], Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов ВРД 39D1.10D006D200* [3], Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08D624D03 [4] и СТО РД ГазD пром 39D1.10D088.

Целью разработки стандарта является совершенствование и унификация методов проD ведения работ по техническому диагностированию подземных технологических трубопровоD дов подземных хранилищ газа ОАО «Газпром».

Настоящий стандарт разработан в развитие «Положения о системе обеспечения проD мышленной безопасности и качества диагностирования технических устройств, оборудоваD ния и сооружений газопромысловых объектов подземных хранилищ газа ОАО «Газпром» [5], устанавливающего основные принципы проведения базового, периодического и экспертного технического диагностирования на основе опыта проведения технического диагностирования подземных технологических трубопроводов ПХГ.

Разработка настоящего стандарта обусловлена необходимостью адаптации общих треD бований нормативных документов в области промышленной безопасности к порядку органиD зации и выполнения работ по базовому, периодическому и экспертному техническому диагD ностированию подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа (ПХГ) ОАО «Газпром» на основе уже имеющихся нормативных документов, расчетноDэксперименD тальных и диагностических исследований в области надежности и срока безопасной эксплуаD тации подземных технологических трубопроводов.

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ БАЗОВОГО ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА ОАО «ГАЗПРОМ»

Дата введения — 2007-08-07

1. Область применения

   1. Действие настоящего стандарта распространяется на все подземные технологические трубопроводы подземных хранилищ газа (ПХГ).

   2. Настоящий стандарт устанавливает:

      • состав и порядок проведения базового, периодического и экспертного технического диагностирования подземных технологических трубопроводов ПХГ;

      • требования к используемым при диагностировании оборудованию и аппаратуре;

      • требования к квалификации специалистов, проводящих техническое диагностирование подземных технологических трубопроводов ПХГ;

      • особенности подготовки и оформления отчетных документов по результатам технического диагностирования подземных технологических трубопроводов ПХГ.

   3. Требования и положения настоящего стандарта обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», осуществляющими эксплуатацию ПХГ, а также для специализированных организаций, выполняющих работы по техническому диагностированию и обслуживанию подземных технологических трубопроводов ПХГ.

      
      

      
      

      розии

2. Нормативные ссылки

   В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 9.602-89 ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от кор-

   
   

   ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

   
   

   

   Издание официальное

   
   

   ГОСТ 22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия

   ГОСТ 25100-95 Грунты. Классификация

   ГОСТ 26423-85 Почвы. Методы определения удельной электрической проводимости, рН и плотного остатка водной вытяжки

   ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

   ГОСТ Р 52005-2003 Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла.

   Общие требования

   ГОСТ Р 52081-2003 Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла. Термины и определения

   СТО Газпром РД 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов

   П р и м е ч а н и е – при пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов на территории государства по соответствующему указателю стандартов, составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

   
   

3. Сокращения

   АЗ – анодное заземление

   БТД – базовое техническое диагностирование ГСП – газосборный пункт

   ГРП – газораспределительный пункт ДКС – дожимная компрессорная станция

   ЕСКД – единая система конструкторской документации КН – концентратор напряжений

   НДС – напряженно-деформированное состояние НД – нормативная документация

   ТД – техническая документация

   ПТД – периодическое техническое диагностирование ПХГ – подземное хранилище газа

   
   

   СП – сборный пункт

   СПХГ – станция подземного хранения газа УКЗ – установка катодной защиты

   УПЗ – установка протекторной защиты УЗК – ультразвуковой контроль

   ЭТД – экспертное техническое диагностирование ЭХЗ – электрохимическая защита

   GPS – глобальная система определения положения (global position system) Uт-з –разность потенциалов «труба–земля»

   Uвкл. – разность потенциалов «труба–земля» при включенных УКЗ Uоткл. – разность потенциалов «труба–земля» при отключенных УКЗ ΔU вкл. – градиенты потенциалов «труба–земля» при включенных УКЗ ΔUоткл. – градиенты потенциалов «труба–земля» при отключенных УКЗ

   
   

4. Термины и определения

   В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 27.002, ГОСТ 20911, а также следующие термины с соответствующими определениями:

   1. объект технического диагностирования: Подземный технологический трубопровод (шлейф скважины, межцеховой или цеховой коллектор, соединительный шлейф или трубопровод промплощадки ДКС, трубопровод импульсного и топливного газа, метанолопровод) и средства электрохимической защиты, подлежащие (подвергаемые) диагностированию (контролю).

   2. базовое техническое диагностирование: Первичное техническое диагностирование объекта, проводящееся один раз и повторяющееся только в случае капитального ремонта или реконструкции.

   3. периодическое техническое диагностирование: Техническое диагностирование объекта, проводящееся после базового технического диагностирования с периодичностью, устанавливаемой с учетом технического состояния объекта и срока его эксплуатации.

   4. экспертное техническое диагностирование: Техническое диагностирование объекта, проводящееся в рамках экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ).

   5. продление срока безопасной эксплуатации: Решение, принимаемое по комплексу работ, выполняемых в рамках ЭПБ, целью которой является определение возможности эксплуатации объекта за пределами установленных в нормативной, конструкторской, эксплуатационной документации сроков его эксплуатации и разработка мероприятий по обеспечению эксплуатации объекта на продлеваемый период в соответствии с требованиями промышленной безопасности.

5. Общие требования к порядку проведения технического диагностирования подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа

   1. Методика проведения диагностического обследования технологических трубопроводов ПХГ устанавливает три вида технического диагностирования: базовое, периодическое и экспертное.

      1. Базовое (первичное) техническое диагностирование проводится один раз и повторяется лишь в случае капитального ремонта или реконструкции технологического трубопровода ПХГ. Результаты БТД должны быть «нулем отсчета» для последующей оценки и прогнозирования технического состояния трубопровода.

      2. Периодическое (повторное или инспекционно-техническое, СТО Газпром РД 39-1.10-088 техническое диагностирование проводится после БТД. Периодичность его устанавливается с учетом сроков и условий эксплуатации, результатов проведенного ПТД.

      3. Экспертное техническое диагностирование проводится в соответствии с программой работ по экспертизе промышленной безопасности с целью определения возможности продления срока безопасной эксплуатации трубопровода.

         5.2 Специалисты, допускаемые к проведению технического диагностирования подземных технологических трубопроводов, должны пройти необходимое обучение, иметь необходимую квалификацию и быть аттестованы в соответствии с Правилами аттестации персонала в области неразрушающего контроля ПБ 03-440-02 [6]. Данные об аттестации персонала заносятся в форму 1 Формуляра технического состояния подземного технологического трубопровода ПХГ ОАО «Газпром» (далее – Формуляр) (приложение А).

         5.2.1 Средства измерения и оборудование, используемые для проведения электрометрической диагностики и неразрушающего контроля, должны пройти поверку или калибровку в порядке, установленном Правилами по метрологии ПР 51-00159093-004-96 [7]. Сведения об измерительных приборах и оборудовании приводятся в форме 1 Формуляра.

         
         

6. Проведение базового технического диагностирования подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа

   1. Состав работ по базовому техническому диагностированию подземных технологи, ческих трубопроводов

      Работы основаны на проведении первичного контроля в необходимом объеме параметров, характеризующих его техническое состояние. Для отдельно взятого трубопровода они должны включать:

      • электрометрическое обследование трубопровода в объеме, указанном в СТО Газпром РД 39-1.10-088 при приемочном обследовании;

         

        
        

      • составление схемы технологического трубопровода с расстановкой средств ЭХЗ;

      • обследование системы ЭХЗ технологического трубопровода;

      • определение наличия блуждающих токов на трассе трубопровода;

      • определение состояния изоляционного покрытия технологического трубопровода искателем повреждения изоляции;

      • определение состояния изоляционного покрытия и металла технологического трубопровода в шурфах, открытых участках и переходах «земля–воздух»;

      • определение физико-химических свойств грунта и его коррозионной агрессивности на трассе трубопровода;

      • оценку степени защищенности технологического трубопровода средствами ЭХЗ;

      • расчеты на прочность и оценку срока безопасной эксплуатации;

      • оформление Формуляра;

      • разработку рекомендаций по устранению выявленных дефектов и отклонений от нормы, определение объемов и сроков проведения ПТД.

        
        

   2. Подбор и анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации

      1. Подбор и анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной технической документации проводятся с целью ознакомления с конструкцией трубопровода, особенностями его изготовления и эксплуатации, эффективностью функционирования противокоррозионной защиты, предварительного определения его потенциально опасных зон.

         Полученные исходные данные необходимы для определения соответствия фактической конструкции технологического трубопровода проектной и исполнительной документации.

      2. Анализу подлежит следующая документация:

         • проектные чертежи подземных технологических трубопроводов;

         • исполнительные чертежи подземных технологических трубопроводов;

         • паспорта на подземные технологические трубопроводы;

         • карта-схема размещения скважин, шлейфов и коллекторов ПХГ;

         • исполнительная схема сварных стыков;

         • журнал сварочных работ;

         • журнал раскладки труб;

         • паспорта на УКЗ и УПЗ;

         • технологическая схема трубопроводов ПХГ;

         • акты проведенных шурфований трубопроводов;

           
           

         • акты о результатах периодических обследований трубопроводов;

         • ведомость изоляционного покрытия трубопровода;

         • акты о проведенных капитальных ремонтах средств ЭХЗ;

         • журнал учета простоев УКЗ и УДЗ;

         • протоколы сезонных измерений потенциала «труба–земля»;

         • рабочий проект системы электрохимической защиты (ЭХЗ);

         • сведения о внесении изменений в систему ЭХЗ в течение всего срока эксплуатации и ремонтных работах, связанных с системой ЭХЗ;

         • эксплуатационный паспорт системы ЭХЗ.

           Результаты анализа проектной и исполнительной документации заносятся в форму 2 Формуляра.

           
           

   3. Трассировка подземных технологических трубопроводов

      1. Трассировка подземных технологических трубопроводов проводится с помощью трассоискателя. Положение оси трубопровода и глубина залегания верхней образующей определяются с точностью до 100 мм.

         По результатам трассировки составляется общая фактическая карта-схема ПХГ или отдельного ГРП (ГСП, СП) с указанием средств ЭХЗ, линий электропередач, контуров наземных сооружений, автодорог, бетонированных площадок, ограждений и других характерных ориентиров. Выявляются оголенные и размытые участки трубопроводов и определяется техническое состояние переходов «земля–воздух».

         На схеме сплошной толстой основной линией обозначается обследуемый технологический трубопровод и наносится пикетаж.

      2. Схема трубопровода, выполняемая в системе AutoCAD с учетом требований ЕСКД, приводится в форме 3 Формуляра и далее используется во всех соответствующих формах Формуляра с нанесением на нее дополнительной информации.

1. Определение разности потенциалов «труба–земля» и их градиентов

   1. Электрометрические обследования технологического трубопровода осуществляются с учетом технологической схемы, схемы расстановки средств ЭХЗ, методических указаний и требований НД и ТД.

   2. Для оценки состояния противокоррозионной защиты подземных технологических трубопроводов используется метод «интенсивных измерений».

      
      

      1. Измеряются потенциалы включения (Uвкл.) и потенциалы отключения (Uоткл.), а также их градиенты (ΔUвкл.; ΔUоткл.) при синхронно включаемых и выключаемых УКЗ.

         Выбор УКЗ, на которых должны устанавливаться синхронные прерыватели тока, определяется на основании работ, указанных в п. 6.5. Временной «разбег» прерывателей тока должен быть не более 20–40 мс.

      2. Измерения потенциалов и их градиентов выполняются с шагом 4 м вдоль оси трубопровода. Результаты измерений фиксируются специальной системой мобильного сбора данных с привязкой точки измерения к координатам системы GPS.

   3. В результате «интенсивных измерений» оцениваются:

      • состояние поляризации трубопровода на всей его протяженности;

      • наличие повреждения изоляционного покрытия и оценки его степени согласно ВРД 39-1.10-026-2001 [8];

      • состояние поляризации в зоне повреждения изоляционного покрытия.

   4. Значение защитного потенциала должно удовлетворять требованиям ГОСТ Р 51164.

      Защищенность всего трубопровода (или его отдельного участка) считается удовлетворительной, если допустимые значения потенциала согласно ГОСТ Р 51164 зарегистрированы на всей его протяженности.

      Данные замеров заносятся в форму 4 Формуляра.

      
      

2. Определение эффективности работы системы электрохимической защиты группы трубопроводов

   1. Определение эффективности работы средств ЭХЗ группы трубопроводов производится согласно СТО Газпром РД 39-1.10-088 и включает:

      • составление схемы трубопроводов с расстановкой средств ЭХЗ;

      • определение технического состояния средств ЭХЗ;

      • изучение режимов работы в течение последнего периода эксплуатации и анализ простоев УКЗ и УПЗ;

      • измерение выходного тока и напряжения УКЗ;

      • сравнение показаний приборов УКЗ с контрольными приборами;

      • измерение сопротивления растеканию тока АЗ;

      • измерение удельного сопротивления грунта в районе АЗ;

      • оценку суммарного времени работы УКЗ под нагрузкой;

      • определение запаса УКЗ по току поляризации;

        
        

      • определение максимального тока УПЗ;

      • определение зоны защиты УКЗ;

      • расчет переходного сопротивления изоляции;

      • наличие, определение технического состояния электроизолирующих вставок и фланцевых соединений между шлейфом и скважиной;

      • тип защиты и определение степени защищенности скважины (при обследовании шлейфов);

      • изучение сезонных протоколов измерения потенциалов «труба–земля»;

      • изучение актов предыдущих шурфований;

      • анализ результатов измерения потенциалов «труба–земля», проведенных в период текущего диагностирования и выявление коррозионно-опасных участков;

      • анализ результатов измерения потенциала «труба–земля» в точке дренажа;

      • оценку динамики и степени износа анодных заземлителей УКЗ;

      • определение протяженности зоны защиты УКЗ и УПЗ при эксплуатационных параметрах;

      • оценку суточных измерений потенциалов «труба-земля» для определения наличия блуждающих токов.

   2. На основе анализа эксплуатационной документации и проведенных обследований дается заключение об эффективности работы системы ЭХЗ.

В заключении могут содержаться рекомендации о необходимости изменения эксплуатационных режимов УКЗ для обеспечения защищенности данной группы трубопроводов либо о необходимости ее реконструкции, а также о соответствии технического состояния средств ЭХЗ требованиям ГОСТ Р 51164.

Данные электрометрических обследований наносятся на схему и приводятся в форме 5 Формуляра.

1. Оценка состояния изоляционного покрытия технологического трубопровода искателем повреждения изоляции

   1. Оценка состояния изоляционного покрытия трубопровода производится для его целостности, наличия мест повреждения изоляционного покрытия и уточнения мест контрольного шурфования искателем повреждения изоляции.

   2. Измерения производятся вдоль оси трубопровода с шагом замера 4 м. Оценка производится по 4-балльной системе, участки со значениями сигнала 3 балла и выше имеют повреждение изоляционного покрытия, на этих участках шаг замера уменьшается до 1 м и для уточнения конкретного места повреждения.

      
      

   3. Координаты места повреждения изоляции фиксируются системой GPS. По результатам измерений строятся графики. Данные о результатах измерений наносятся на схему и приводятся в форме 6 Формуляра.

1. Определение состояния изоляционного покрытия и металла на открытых участках технологического трубопровода

   1. Определяется оптимальное количество шурфов по результатам «интенсивных измерений», измерений с помощью искателя повреждения изоляции и анализа работы системы ЭХЗ при условии, что на каждом отдельно расположенном участке трубопровода должен быть минимум один шурф, а в районе коридора трубопроводов – один шурф на всю ширину коридора.

   2. Шурфование в первую очередь следует производить на участках, указанных в пункте 8.3.10 ВРД 39-1.10-006-2000* [3], а также на участках:

      • с дефектами, выявленными по результатам предыдущих диагностических обследова-

      ний;

      
      

      • наиболее вероятным максимальным износом трубопровода вследствие коррозии,

        эрозии, изменения направления потока газа, скопления влаги и веществ, вызывающих коррозию (колена, тройники, врезки, места изменения диаметра трубы, перемычки, отводы);

        • максимальными эксплуатационными нагрузками и воздействиями на трубопровод;

        • наиболее сложными инженерно-геологическими условиями расположения (участки с просадочными, пучинистыми и набухающими грунтами, проходящие по карстовым и подрабатываемым территориям).

          Шурфование производится на длину не менее 3 м с полным вскрытием трубопровода и возможностью осмотра его нижней образующей ВРД 39-1.10-006-2000* [3].

   3. В шурфах проводится визуальный и измерительный контроль состояния изоляционного покрытия, основного металла и металла сварных соединений трубопровода; ультразвуковая толщинометрия стенок трубопровода и его элементов; обследование основного металла и металла сварных соединений методом магнитной памяти в соответствии с ГОСТ Р 52005.

   4. При визуальном и измерительном контроле изоляционного покрытия определяются тип покрытия, его состояние, значение адгезии, выявляются повреждения покрытия с указанием типа и площади в относительных или абсолютных величинах согласно ВРД 39-1.10026-2001 [9]. Результаты измерений заносятся в форму 7 Формуляра.

   5. Визуальный и измерительный контроль основного металла и металла сварных соединений трубопровода проводится в соответствии с РД 03-606-03 [9].

      
      

   6. Замеры толщины стенок элементов трубопровода на прямых участках производятся в четырех точках по окружности, на отводах – в трех-четырех точках на выпуклой поверхности. В каждой точке выполняются три замера, полученные данные усредняются. Перед измерением необходимо произвести зачистку контролируемой поверхности до чистоты Rz40.

      Для контроля толщины стенок трубопровода и его элементов необходимо использовать ультразвуковые толщиномеры с точностью измерения не ниже ±0,1 мм.

   7. Значения толщин стенок труб и деталей трубопровода, полученные при проведении базового диагностического обследования, сравниваются с данными исполнительной технической документации (заводские сертификаты на трубы и детали, сварочный журнал, исполнительная схема сварочных швов), после чего оценивается скорость эрозионного и коррозионного износа (далее – износа). Результаты измерений толщин стенок трубопровода и его элементов заносятся в форму 8 Формуляра.

   8. Обследование методом магнитной памяти металла проводится с целью оценки напряженно-деформированного состояния металла трубопровода на контролируемых участках и выявления концентраторов напряжения (КН) – зон с максимальным значением градиента магнитного поля.

   9. Контроль трубопроводов методом магнитной памяти проводят в соответствии с ГОСТ Р 52005.

   10. Измерение проводится в двух взаимно перпендикулярных плоскостях по верхней (или нижней) и боковой образующим трубопровода. По величине и характеру изменения вектора остаточной намагниченности элементов трубопровода находят аномальные зоны механических КН. Общими признаками зон КН для трубопроводов являются:

       • знакопеременное распределение интенсивности магнитного поля Нр по всем кана-

         лам;

         
         

       • резкое разнополярное распределение Нр по каналам;

       • резкий всплеск по одному из каналов;

       • скачкообразное распределение Нр.

         Резкое разнополярное распределение Нр может свидетельствовать о некачественном

         сварном соединении и наличии в нем дефектов. Резкий всплеск и скачкообразное распределение Нр могут свидетельствовать о наличии трещины в зоне линии концентрации напряжений.

   11. По результатам измерений оценивается максимальное значение градиента магнитного поля и сравнивается магнитный показатель фактический и определенный для данно-

       го вида стали (mпр = (в / т)2), где в и т – предел прочности и предел текучести стали, определяемые по НД и ТД.

       
       

       В случае получения значений, превышающих предельный уровень магнитного показателя для данного вида стали, дается заключение о проведении ультразвукового или других видов контроля этого участка.

       Результаты измерений заносятся в форму 10 Формуляра.

   12. Аналогичные работы по определению состояния изоляционного покрытия и металла технологического трубопровода (визуальный и измерительный контроль, ультразвуковая толщинометрия, контроль методом магнитной памяти) проводятся:

       • на переходах «земля–воздух» технологического трубопровода, входных линиях ГРП (ГСП, СП), на обвязках скважин, сосудов и т.д.;

       • в шурфах и на обнаженных участках трубопровода (если таковые имеются).

   13. Если при проведении контроля состояния металла трубопровода методами, перечисленными в п.6.7.3, есть основание предполагать наличие внутренних дефектов или аномалий НДС, то по решению эксперта или руководителя диагностической бригады проводятся дополнительные обследования методами неразрушающего контроля:

• ультразвуковая дефектоскопия,

• вихретоковый контроль,

• феррозондовый контроль,

• контроль проникающими веществами,

• магнитопорошковый контроль, а также определение пространственного положения трубопровода и прочностные расчеты согласно СНиП 2.05.06-85* [10].

  
  

  1. Определение физических и химических свойств грунта и оценка его коррозионной агрессивности

     1. Непосредственно в шурфе определяется тип грунта, его механический состав, влажность и измеряется удельное электрическое сопротивление. В соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 коррозионную агрессивность грунтов определяют по удельному электрическому сопротивлению (Ом·м) – таблица 6.1.

     2. Для получения более полной картины коррозионных процессов на обследуемом

        участке трассы дополнительно проводится лабораторный анализ водной вытяжки проб грунта для оценки его анионно-катионного состава и биокоррозионной агрессивности в соответствии с [11], [12].

        Общая масса пробы грунта, которая упаковывается в двойные мешочки из полиэтиленовой пленки, должна быть не менее 400 г.

        
        

        
        

        Т а б л и ц а 6.1 – Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали

        
        

        Коррозионная агрессивность грунта	Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м	Средняя плотность катодного тока, iк, А/м2
        низкая	св. 50	до 0,05
        средняя	от 20 до 50	от 0,05 до 0,20
        высокая	до 20	св. 0,20

        
        

     3. Коррозионная агрессивность грунтов по отношению к углеродистой стали оценивается в зависимости от величины водородного показателя рН и анионно-катионного состава водной вытяжки (концентрации анионов SO4 и катионов Na и K).

        Основную роль в активизации коррозии играет содержание в пробах грунта сульфат-

        иона SO4 (таблица 6.2).

        
        

        Т а б л и ц а 6.2 – Коррозионная агрессивность грунта в зависимости от содержания сульфатиона и значения pH

        
        

        Содержание SO4, мг/л	Значение рН	Коррозионная агрессивность грунта
        меньше 100	6,5–8,5	низкая
        100–200	8,5–14,0	средняя
        200–300	6,0–6,5	повышенная
        более 300	6,0	высокая

        
        

     4. Биокоррозионную агрессивность грунта оценивают по величине еН – окислительно-восстановительного потенциала, выраженной в милливольтах (мВ) (таблица 6.3), и показателю Кларка rH2 (таблица 6.4), который характеризует состояние концентрации O2 и H2,

        где rH2 = еН:30+2pH.

        
        

        Т а б л и ц а 6.3 – Окислительно-восстановительный потенциал и коррозионная агрессивность грунта

        
        

        Окислительно-восстановительный потенциал, мВ	Сульфат-редукция	Коррозионная агрессивность грунта
        600–400	не проявляется	очень низкая
        400–200	низкая	низкая
        200–50	средняя	средняя
        от +50 до –100	повышенная	повышенная
        от –100 до –150	высокая	высокая

        
        

        Т а б л и ц а 6.4 – Показатель Кларка rH2 и коррозионная агрессивность грунта

        
        

        Показатель Кларка, rH2	Интенсивность сульфатредуцирующих бактерий	Коррозионная агрессивность грунта
        менее 27	очень высокая	очень высокая
        равный 27	нормальная	средняя
        более 27	очень низкая	очень низкая

        
        

     5. По всем трем методам – стандартному электрическому, химическому и биокоррозионному – проводят сравнение полученных результатов и оценивают коррозионную активность по максимальному показателю.

  
  

  1. Анализ выявленных отклонений от нормы

     1. По каждому выявленному в процессе технического диагностирования факту отклонений параметров трубопровода от нормативных значений проводится их анализ в соответствии с НД, ТД и, если нужно, прочностной расчет, после чего принимается решение о необходимости ремонта дефектного элемента либо его полной или частичной замене. Результаты анализа измерений, выводы и рекомендации по этапу базового технического диагностирования с указанием вида и даты последующих обследований приводятся в форме 11 Формуляра.

     2. При обнаружении по результатам технического диагностирования поверхностных дефектов необходимо оценить их по ВСН 39-1.10-009-2002 [13] и принять решение о возможности эксплуатации трубопровода с этими дефектами, необходимости ремонта или замене дефектного элемента.

     3. Отбраковку труб с трещинами, отбраковку дефектных участков сварных соединений следует производить по РД 558-97 [14].

     4. Отбраковку труб с гофрами и вмятинами следует производить по ВРД 39-1.10-063-2002 [15].

     5. Отбраковку и ремонт труб со стресс-коррозионными дефектами следует проводить по ВРД 39-1.10-023-2001 [16].

     6. При проведении ультразвуковой толщинометрии в случаях, если измеренная толщина стенки отличается более чем на 15 %, или на 2 мм, от толщины, указанной в исполнительной документации, а также в случае отсутствия этих данных проводится прочностной расчет минимально допустимой толщины стенки в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* [10]. По результатам расчета делается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации либо о замене данного элемента трубопровода.

        
        

     7. В случае отсутствия в исполнительной документации данных о прочностных характеристиках и марке стали элемента трубопровода с целью косвенного определения этих показателей, необходимых для проведения расчета минимально допустимой толщины стенки, проводится замер твердости в соответствии с ГОСТ 22761 и определяется химический состав металла элемента.

     8. Для оценки срока безопасной эксплуатации трубопровода с учетом того, что основным фактором, снижающим прочность трубопровода, является уменьшение толщины стенки, определяется остаточный ресурс трубопровода, за который принимается минимальное из значений ресурса n-й детали, рассчитанное по формуле

  Тост. n = (n – отб.n)/Cn, (6.1)

  
  

  где n – фактическая минимальная толщина стенки n-й детали на момент диагностирования, мм;

  отб.n – минимально допустимая толщина стенки n-й детали по расчету в соответствии СНиП 2.05.06-85* [6], мм;

  Cn – скорость коррозии стенки n-й детали трубопровода, мм/год.

  Средняя скорость коррозии стенки n-й детали трубопровода за весь период эксплуатации определяется по формуле

  Сср. in. = (Sисп. n – Sn)/T, (6.2)

  
  

  где Sисп.n – толщина стенки n-й детали по исполнительной документации, мм; Sn – измеренная толщина стенки n-й детали, мм;

  T – период эксплуатации трубопровода, год.

  Средняя скорость коррозии трубопровода в интервале времени между диагностированиями определяется по формуле

  Сср. iIn. = (Sпред. n – Sпосл. n)/T1, (6.3)

  
  

  где Sпред.n – фактическая минимальная толщина стенки n-й детали в момент предыдущего диагностирования, мм;

  Sпосл.n – фактическая минимальная толщина стенки n-й детали в момент последующего диагностирования, мм;

  T1 – период времени между двумя обследованиями, год.

  Полученные показатели Сср.in. и Сср.iIn. сравнивают и за среднюю скорость коррозии Cn принимают максимальное значение из сравниваемых величин.

  1. Сроки проведения базового, периодического и экспертного технического диагностирования подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа

     1. Базовое техническое диагностирование рекомендуется проводить как приемочное в период от 6 месяцев до двух лет после ввода объекта в эксплуатацию согласно СТО Газпром РД 39-1.10-088. Базовым также является техническое диагностирование, проводимое впервые после ввода в эксплуатацию, но не позднее установленного срока эксплуатации трубопровода.

     2. По результатам проведенного базового технического диагностирования технологического трубопровода устанавливаются следующие сроки проведения периодического (повторного или инспекционно-технического ) технического диагностирования:

• 5 лет, если по результатам БТД на трубопроводе не обнаружено дефектов, работа системы ЭХЗ соответствует требованиям ГОСТ Р 51164 и отсутствуют участки с высокой и повышенной коррозионной опасностью;

• 2 года, если по результатам БТД обнаружены участки с повреждением изоляции, коррозионным износом металла, работа системы ЭХЗ не соответствует требованиям ГОСТ Р 51164 и имеются участки с высокой и повышенной коррозионной опасностью.

1. Экспертное техническое диагностирование технологического трубопровода проводится при достижении им срока эксплуатации, установленного проектом или другими действующими НД и ТД. По результатам ЭТД выдается заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации с указанием срока продления безопасной эксплуатации трубопровода.

   
   

1. Особенности проведения экспертного технического диагностирования подземного технологического трубопровода

   1. При проведении экспертного технического диагностирования (ЭТД) технологического трубопровода допускается использовать результаты базового и периодического технического диагностирования.

   2. Объемы ЭТД в каждом конкретном случае устанавливаются экспертом, но обязательно должны включать работы по детальному комплексному электрометрическому обследованию согласно СТО Газпром РД 39-1.10-088. Перечень работ при экспертном техническом диагностировании указывается в программе работ по экспертизе промышленной безопасности, которая утверждается руководителем экспертной организации и согласовывается с техническим руководителем предприятия, эксплуатирующего трубопровод.

      
      

   3. При проведении ЭТД шурфованию подлежат участки трубопровода, указанные в п. 6.6.2, переходы «земля–воздух», а также участки, признанные экспертом как потенциально опасные.

      Степень опасности участков оценивается экспертом на основании анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации и результатов электрометрических измерений.

   4. На вскрытых участках трубопровода визуальный, измерительный, вихретоковый или феррозондовый контроль поверхности трубопровода и ультразвуковой контроль кольцевых сварных соединений проводится в объеме 100 %.

   5. По решению эксперта в программу работ допускается вносить дополнительные виды контроля трубопровода в необходимом объеме.

   6. Для определения изменений в металле трубопровода необходимо провести лабораторные исследования комплекса механических свойств и структуры металла образцов, вырезанных непосредственно на участке обследуемого трубопровода с максимальными эксплуатационными нагрузками.

Допускается использовать образцы металла, вырезанные при ремонте обследуемого трубопровода в течение последнего года, предшествующего проведению ЭТД, при наличии документов, подтверждающих факт вырезки элемента.

Приложение А

(обязательное)

Утверждено

« » 200 г.

ФОРМУЛЯР ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ТРУБОПРОВОДА ПХГ

Наименование объекта Наименование ПХГ

« » 200 г.

Руководитель бригады

« » 200 г.

Содержание

Принятые сокращения 19

Условные обозначения 20

ФОРМА 1 – Общие сведения 21

ФОРМА 2 – Паспортные данные технологического трубопровода 23

ФОРМА 3 – Обустройство технологического трубопровода 26

ФОРМА 4 – Обследование систем ЭХЗ технологического трубопровода 32

ФОРМА 5 – Определение разности потенциалов «труба–земля»

методом выносного электрода 38

ФОРМА 6 – Определение состояния изоляционного покрытия технологического трубопровода при помощи искателя повреждения изоляции (ИПИ) 41

ФОРМА 7 – Определение состояния изоляционного покрытия подземного технологического трубопровода в шурфах (открытых участках) 44

ФОРМА 8 – Толщина стенок технологического трубопровода 48

ФОРМА 9 – Определение физических и химических свойств грунта 51

ФОРМА 10 – Контроль технологического трубопровода с использованием

метода магнитной памяти 56

ФОРМА 11 – Анализ измерений. Выводы и рекомендации по результатам базового технического диагностирования технологического трубопровода 59

Принятые сокращения

АВР – автоматическое включение резерва АЗ – анодное заземление

БСЗ – блок совместной защиты

БТД – базовое техническое диагностирование ВИК – визуальный и измерительный контроль ВЛ – воздушная линия электропередачи

ВЭ – вспомогательный электрод ГМ – геодезическая марка

ГРС – газораспределительная станция ДКС – дожимная компрессорная станция

ДПП – датчик поляризационного потенциала

«З-В» – переход «земля–воздух» ИК – индикатор коррозии

ИКН – измеритель концентраций напряжений ИПИ – искатель повреждений изоляции

КИП – контрольно-измерительный пункт

КРН – коррозионное растрескивание под напряжением (стресс-коррозия) КС – компрессорная станция

ЛПУ МГ – линейно-производственное управление магистральных газопроводов ЛЭП – линия электропередач

ММП – метод магнитной памяти МГ – магистральный газопровод

О1 – открытый участок трубопровода № 1 ПК – пикет

ПТД – периодическое техническое диагностирование скв. – скважина

СИП – стационарный измерительный пункт СКЗ – станция катодной защиты

СПХГ – станция подземного хранения газа рег. – регистратор

ТД – точка дренажа ТП – трубопровод

УДЗ – установка дренажной защиты УЗТ – ультразвуковая толщинометрия УКЗ – установка катодной защиты УПЗ – установка протекторной защиты Ш1 – шурф № 1

ЭТД – экспертное техническое диагностирование ЭХЗ – электрохимическая защита

Условные обозначения

река ручей

ограждение врезка

проселочная дорога открытый участок трубы

асфальтированная дорога

КИП

пересечение с трубопроводом ЛЭП

кран, задвижка

патрон

!

шурф

повреждение изоляции

!

Элементы ландшафта

поворот направо

поворот налево

лесополоса болото

(Приводится схема обследуемых технологических трубопроводов)

ФОРМА 3

Обустройство технологического трубопровода

Формуляр технического состояния подземного технологического трубопровода

28

Наименование объекта

3.2 Карта,схема технологического трубопровода с указанием привязок на местности (трассовка)

СТО Газпром 2,2.3,085,2006

0 м 30 м 60 м 90 м 120 м 150 м 180 м 210 м

240 м 270 м 300 м 330 м 360 м 390 м 420 м

450 м 480 м

500 м 530 м 560 м 590 м 620 м 650 м 680 м 710 м 740 м 770 м 800 м 830 м 860 м 890 м 920 м 950 м 980 м

1000 м 1030 м 1060 м 1090 м 1120 м 1150 м 1180 м 1210 м 1240 м 1270 м 1300 м 1330 м 1360 м 1390 м 1420 м 1450 м 1480 м

1500 м 1530 м 1560 м 1590 м 1620 м 1650 м 1680 м 1710 м 1740 м 1770 м 1800 м 1830 м

1860 м 1890 м 1920 м 1950 м

1980 м

(Приводится схема обследуемого технологического трубопровода)

СТО Газпром 2,2.3,085,2006

Формуляр технического состояния подземного технологического трубопровода

(Приводится график изменения потенциалов по времени)

СТО Газпром 2,2.3,085,2006

Формуляр технического состояния подземного технологического трубопровода

40

Наименование объекта

Формуляр технического состояния подземного технологического трубопровода

5.2 Графики распределения значений разности потенциалов «труба–земля»

-0,90

-1,10

Uтз, B

-1,30

-1,50

-1,70

-1,90

-2,10

-2,30

-2,50

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500

Расстояние, м

СТО Газпром 2,2.3,085,2006

Uтз (вкл.), В Uтз (выкл.), В

200

150

Градиент, mB

100

50

0

-50

100

150

200

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500

Расстояние, м

градиент (вкл.), mB градиент (откл.), mB градиент (вкл.), mB градиент (откл.), mB

СТО Газпром 2,2.3,085,2006

Формуляр технического состояния подземного технологического трубопровода

42

(Приводится карта-схема обследуемого технологического трубопровода с указанием мест повреждения изоляции)

100



1. График распределения показаний ИПИ вдоль оси газопровода. 0–500 м

   30

   
   

   mV

   20

   
   

   10

   
   

   0

   0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

   Расстояние, м

   
   

   
   

2. График распределения показаний ИПИ вдоль оси газопровода. 500–1000 м

100



30

mV

20

10

0

500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Расстояние, м

(Приводится карта-схема обследуемого технологического трубопровода с указанием участков изоляционного покрытия в шурфах)

Определение адгезии защитного покрытия

(Приводятся фотографии состояния изоляционного покрытия и металла обследуемого технологического трубопровода в шурфах и на открытых участках)

(Приводится схема обследуемого технологического трубопровода с указанием точек толщины стенки трубы и деталей трубопровода)

Наименование объекта

ФОРМА 8

8.2

Толщина стенок технологического трубопровода

Таблица. Толщина стенок трубы и деталей технологического трубопровода

Точки измерений в соответствии со схемой формы 8.1 Измерения проводились толщиномером

Дата проведения измерений:

Условный

№

Участок трубы или

Приме-

Толщина стенки, мм

согласно

Вывод

диаметр,

мм

1

2

3

4

детали трубопровода

чание

1/a 2/b 3/c 4/d

документации

* Утонение стенки не превышает (вывод – соответствует) или превышает (вывод –

не соответствует) 15 % от толщины стенки, определенной согласно документации, или 2 мм от толщины стенки, определенной в ходе предыдущего замера.

** Нет данных.

Схема измерения в шурфах (открытых участках)

Схема измерения на переходах

«земля–воздух»

1 1

2 2 3,4

3

b,d

a c

a b,d c

(Приводится карта-схема обследуемого технологического трубопровода с указанием мест отбора проб грунта)

Механический состав проб грунта в шурфах

Анионный состав водной вытяжки

Катионный состав водной вытяжки

Удельное электрическое сопротивление грунта

Концентрация молекулярного водорода rH2 образцов грунта

100

г ,Ом·м

80

60

40

20

0

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 660 720 780 840 900 960 1020

Расстояние, м

(Приводятся графики распределения магнитного поля Нр и его градиентов по длине контролируемого участка)

Наименование объекта

ФОРМА 11

Анализ измерений. Выводы и рекомендации по результатам базового технического диагностирования технологического трубопровода

1. Характеристика района и участков трассы трубопровода

2. Оценка условий эксплуатации трубопровода

3. Анализ данных

   
   

   № точки	Толщина, мм
   	измеренная	по документации
   1

   
   

   № шурфа	Экспертная оценка качества изоляции в шурфе
   1	удовлетворительно/неудовлетворительно

4. Сводная таблица выявленных отклонений от нормы технических параметров подземного трубопровода

   № п/п	Вид обследования	Определяемые отклонения	Ед. изм.	Отклонения от нормы	Всего	% откл. от нормы	Размерность контрольного параметра	Макс. значение
   1	Внешний осмотр металла трубопровода в шурфах, переходах «3-в»	Дефекты металла трубопровода	шт.
   2	Внешний осмотр изоляционного покрытия шурфах, переходах «3-в»	Дефекты изоляционного покрытия трубопровода	шт.
   3	Техническое состояние средств ЭХЗ	Наличие неисправностей, влияющих на эффективность системы ЭХЗ	есть/нет
   4	Определение влияния блуждающих токов	Наличие блуждающих токов	есть/нет
   5	Определение физико-химических свойств грунта	Высокая коррозионная агрессивность грунта	есть/нет
   6	Толщинометрия	Утонение трубопроводов	точка
   7	Электрометрия	выход Uт-з за пределы нормы	точка
   8	ММП металла	Превышение m пр	точка
   9	Определение мест повреждения изоляпокрытия	Дефекты изоляционного покрытия трубопровода	точка

   
   

   
   

   ФОРМА 11

   Окончание

   

   Наименование объекта Анализ измерений. Выводы и рекомендации по результатам базового

   технического диагностирования технологического трубопровода

   
   

   
   

   № п/п	Оцениваемый параметр	Оценка технического состояния
   1	Состояние изоляционного покрытия подземного трубопровода
   2	Состояние переходов «земля–воздух»
   3	Защищенность подземного технологического трубопровода средствами ЭХЗ
   4	Техническое состояние УКЗ

   
   

   
   

5. Рекомендации

   1. Рекомендации по эксплуатации подземного трубопровода и системы ЭХЗ.

   2. Рекомендации по ремонтно-восстановительным работам:

      
      

      № п/п	Вид ремонтновосстановительных работ		Ед. изм.	Объем РВР	Всего	% РВР
      1
      2
      3
      4
      5

      
      

      
      

6. Последующие диагностирования.

   
   

   1. Периодическое техническое диагностирование (ПТД)

Библиография

[1] Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

[2] Правила Ростехнадзора Правила устройства и безопасной эксплуатации ПБ 03-585-03 технологических трубопроводов

[3] Ведомственный руководящий Правила технической эксплуатации документ ОАО «Газпром» магистральных газопроводов ВРД 39-1.10-006-2000*

[4] Правила Ростехнадзора Правила безопасности в нефтяной ПБ 08-624-03 и газовой промышленности

[5] Положение о системе обеспечения промышленной безопасности и качества диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений газопромысловых объектов подземных хранилищ газа ОАО «Газпром». – М.: Газпром, ВНИИГАЗ, 2003.

[6] Правила Ростехнадзора Правила аттестации персонала ПБ 03-440-02 в области неразрушающего контроля

[7] Ведомственный документ Правила по установлению номенклатуры РАО «Газпром» ПР 51-00159093-004-96 средств измерения, эксплуатируемых

на предприятиях РАО «Газпром»,

подлежащие поверке

[8] Ведомственный руководящий документ Методика оценки фактического ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-026-2001 положения и состояния подземных

трубопроводов

[9] Руководящий документ Инструкция по визуальному Ростехнадзора РД 03-606-03 и измерительному контролю

[10] Строительные нормы и правила Магистральные трубопроводы СНиП 2.05.06-85*

[11] Солодухин М.А., Архангельский И.В. Справочник техника-геолога по инженерно-геологическим и гидрогеологическим работам. – М.: Недра, 1982.

[12] Вадюнина А.Ф., Корчагина З.А. Методы исследования физических свойств почв и грунтов. – М. : Высшая школа, 1973.

[13] Ведомственные строительные нормы Инструкция по отбраковке ВСН 39-1.10-009-2002 и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов

[14] Руководящий документ Руководящий документ по технологии

Ростехнадзора РД 558-97 сварки труб при производстве ремонтновосстановительных работ на газопроводах

[15] Ведомственный руководящий Инструкция по оценке документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-063-2002 и отбраковке труб с вмятинами

и гофрами

[16] Ведомственный Инструкция по обследованию руководящий документ и ремонту газопроводов, ОАО «Газпром» подверженных КРН, в шурфах

ВРД 39-1.10-023-2001

ОКС 75.180.01

Ключевые слова: ПХГ, подземный технологический трубопровод, техническое диагностирование, электрохимическая защита, срок эксплуатации